14吐哈油田特殊固井技术应用及成效.docx
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14吐哈油田特殊固井技术应用及成效
吐哈油田特殊井固井应用及成效
李建忠王学良秦静周芝琴王恩合肖华王建毅禹萍罗风芝
（吐哈石油勘探开发指挥部钻采工艺研究院）
随着吐哈油田钻井新技术、新工艺、新产品的研究、开发与应用，固井技术也得到了长足的发展，抗盐水泥浆、低密高强水泥浆、矿渣MTC固化液等单项或多项有机结合的完井新技术以及吐哈十多年研究应用成熟的固井技术如分级注固井工艺技术、长封固段固井技术、固两头固井技术等的研究应用，成功的探索出了适合于吐哈油田不同地层、不同储层物性的固井完井技术，取得了良好的效果。
一、吐哈油田地质特征及固井难点
1、吐哈油田地质特征
吐哈油区已开发油田多为低渗透断块油田，油藏类型多，油气水关系复杂，纵向上发育多套油水系统，一般多含有底水或边水。
油气层多分布于侏罗系中统的七克台、三间房、西山窑油藏，储量占93%。
沉积特征主要为湖相沉积或河流三角洲沉积，储层平面差异大，给勘探开发带来很大困难。
油层埋藏深，大于2500米的储量占85%，开采层段30米～750米。
从油藏特性上看，储层压力普遍偏低，压力系数0.9～1.05g/cm3，部分区块甚至低于0.7g/cm3。
储层物性差，孔隙度12%～16%，空气渗透率小于50毫达西储层的储量占88%。
油田主要含油层系中侏罗统七克台组、三间房组和西山窑组储层均为低孔低渗和低孔特低渗，平均孔隙度在10%～20%之间，平均渗透率多小于100×10-3μm2。
鄯善油田、丘东气田及丘陵西山窑油藏储层平均渗透率小于10×10-3μm2，属特低渗；丘陵油田三间房油藏、温米、葡北、吐鲁番油田储层平均渗透率在10×10-3～100×10-3μm2之间，属低渗。
仅丘陵油田的陵4井区、神泉油田等少数区块渗透率较高，平均渗透率分别达10×10-3μm2到和10×10-3μm2。
已发现的油藏中仅有红南连木沁的白垩系储层物性较好，其平均孔隙度分别为28.2%和23.3%，平均渗透率分别为1033.4×10-3μm2和290.3×10-3μm2，在吐哈属于物性最好的油田。
总之，以鄯善、丘陵、温米油田为代表的吐哈油田储层特征如下：
·受沉积特征控制，储层的平面剖面非均质性强，井间差异大，油水系统复杂；
·储层物性差，属低孔、低渗和低孔、特低渗储层，平均孔隙度0.13；平均渗透率6.2×10-3μm2，部分区块微裂缝发育。
由于地层供液能力差，生产压差大，部分区块边水、底水发育，导致单井产量低，含水上升快；
·储层岩石亲水性强，为亲水—强亲水，一旦水侵，产量难以恢复；
·经压裂酸化和长期高压注水后，大部分注水井井底附近呈裂缝吸水。
2、吐哈油田存在的问题及固井难点
（1）盐膏层固井
吐哈油田盐膏层主要分布在雁木西、神泉、葡北等区域。
雁木西区块
鄯善群储层砂层发育，岩性为泥质粉砂岩，粉砂岩、砾状砂岩、砂砾岩，泥质胶结，泥质含量7.46%。
次致密—疏松。
有效孔隙度8.1-32.7%，渗透率3.8-267×10-3μm2，属低孔-高孔低渗—高渗透型储集层。
白垩系储层砂层发育，中部夹薄砂岩，岩性为泥质粉砂岩、粉砂岩、砾状砂岩，细砂岩，砂砾岩，泥质胶结，泥质含量5.53%。
次致密-疏松。
有效孔隙度22.5-34.2%，渗透率46-862×10-3μm2，属中高孔低渗-高渗透型储集层。
雁木西区块地层水矿化度较高，一般在10-20万PPM，水型为CaCl2型。
下表1-1为雁6-1井地层水分析结果。
雁木西区块上部地层主要是含盐，含盐量在7-11%之间，盐类型主要是NaCL，在钻井过程中主要为盐溶，钻井液滤液矿化度一般在8-18万ppm之间，含CL-
表1-1雁6-1井地层水分析表
离子
HCO3-
CO3-2
Ca2+
Mg2+
SO42-
Cl-
K+、Na+
矿化度
（mg/l）
92
0
4288
1239
1224
91456
52692
总矿化度（mg/l）
150991
水型
CaCl2
在6-12万ppm之间。
存在两套油层Esh、Kls，表1-2为雁木西区块上部地层含盐情况，井深分别为1590～1640m和1800m左右，主力油层在1590～1640m之间，该层从上到下分别为油层、油水同层、水层，层间很薄，甚至没有明显的隔层。
表1-2雁木西区块上部地层含盐情况
地层名称
含盐量（%）
碳酸盐含量（%）
Esh
7.65
8.78
K
11.56
5.83
神泉、葡北区块
神泉、葡北储层以灰砂岩为主，泥质胶结，而且很疏松；填隙物以铁方解石、高岭石为主，方解石易分散运移，形成速敏；高岭石是碱的敏感性物质，由此看来，储层岩石存在速敏和碱敏。
神泉、葡北区块地层主要是含石膏，N1t、Esh组含长段膏质泥岩、白色石膏，极易引起对泥浆的化学污染、井壁失稳。
钻井液滤液矿化度在2-6万ppm之间。
含CL在8000ppm左右。
吐哈油田盐膏层分布范围较广，给固井带来了诸多难题：
雁木西油田自1998年勘探开发以来，至2003年底已经钻井67口。
该油田地层含多段盐膏层，井经扩大率大，规则性差，固井过程中易发生憋泵事故；同时该油田油水同层，油层间隔薄，对施工安全和固井质量提出了更高的要求。
神泉地区位于吐哈盆地台北凹陷西部，主要由吐鲁番、胜南、神泉和神东四区块组成。
由于该地区地层易破碎，盐膏层发育，给钻井及固井作业带来很大困难。
94年至96年，共在该地区打井15口，固井15口，地面施工一次成功率100％，但优质率仅为46.19%，较同期吐哈油田固井优质率平均90%以上相比，存在较大差距。
97年该地区钻井18口，固井17口，共发生各类复杂事故6口，其中“灌香肠”3口井，留水泥塞1口井，环空气窜1口井，套管刺穿事故1口井，固井优质率仅为52.9％。
直接经济损失达199万元。
盐膏层固井中存在的主要技术难点
主要技术难点为在固井施工过程中造成蹩泵，其次为在水泥侯凝过程中环空油、气窜，经分析研究，其原因有以下几个方面：
（1）地质因素
如神泉地区从800～2000米有大段盐膏层，盐膏层在泥浆长期侵泡下，会不断融解坍塌并污染泥浆，膏质泥岩又易发生缩径造成井下事故，影响固井。
受污染的泥浆矿化度可达50000至80000PPM，如此高的矿化度对水泥浆会易造成严重污染，改变水泥浆的性能，如使水泥浆流变性变差，内摩擦力增大，难以泵替，主要表现为泵压突增，稠化时间缩短，会给施工带来风险。
在水泥浆凝结过程中，水泥浆在凝结硬化过程中容易引起“失重”，如果第二界面被污染，会形成裂缝，造成油、气流的通道，油气层活跃时，流体会通过第二界面和水泥石中的裂缝上窜至井口，严重影响固井质量。
（2）井身质量
盐膏层易于溶解、水化膨胀，使井径不规则和形成大小井眼，若发生塑性流动，将会使套管受到不均质载荷，影响油井寿命。
如神泉地区大段石膏和膏质泥岩的存在，使井身质量普遍较差，形成所谓的“糖葫芦”井眼，平均井径扩大率大于15%，最大井径500mm，最小井径200mm，这样的井眼条件给测井和下套管带来困难，水泥浆在“大肚子”井段顶替效应低，固井质量差，为油气上窜提供了通道；在固井施工前要降低钻井液的粘度，不规则井眼容易坍塌，造成井下事故。
（3）水泥浆体系
现在普遍采用的常规水泥浆体系对盐膏层很敏感，它抗盐能力很弱,遇到高矿化度的钻井液时,水泥浆明显增稠甚至胶凝，性能变差，不能满足固井施工的性能要求。
（2）低压易漏井固井
在勘探过程中，吐哈探区钻井遇到的最大难题之一是井下漏失问题，鄯善油田容易发生漏失，严重影响了钻井施工安全，延长了钻井周期，增加了钻井成本。
在这一区块，2003年S4-102井漏失钻井液3150方。
该井先后四次打水泥堵漏，耗费了大量的堵漏材料和钻井液处理剂。
2002年S5-11、S3-181、S5-141三口井发生恶性漏失，三口井共漏失钻井液8620方。
1998年鄯6-131井从开钻到完钻，一直有井漏发生，鄯善区块由于受到Q层、K层、J2x层的井漏问题的困扰，钻井液密度维持在一个相对较低的水平，并且有逐年降低的趋势。
在胜401、沙试3和温深1等井也表现得优为突出，在钻井过程中分别漏失1338m3、130m3和1091.40m3，这就为固井中井漏等事故留下了隐患，所以必须解决固井过程中的漏失问题和满足投产后的酸化压裂要求。
为了提高低压低渗油田的综合开发效益，在吐哈油田的开发井中推广了可循环微泡钻井液完井液技术，与之配套的固井完井技术对水泥浆性能及施工提出了更高的要求。
在丘东气田的产能建设中，固井工艺上要求全井水泥封固。
考虑到气井密封的严格要求、分级注水泥的高风险性，必须采用一次性固井工艺技术。
低压易漏井固井主要技术难点：
（1）对于气井而言，注水引起地层压力异常以及气层流体可能对水泥造成侵害，水泥浆要求返高至地面，封固段较长，上下温度差异大，地层承压能力较低于环空水泥浆的压力时，就会发生漏失，为保证水泥浆返到设计高度，而不发生漏失，是固井作业的一个难点。
（2）采用低密度水泥浆固井是降低环空压力的主要措施，但充填型低密度水泥浆和漂珠低密度水泥浆水泥石的抗压强度低，无法满足油气层段的射孔要求及油气层改造的要求。
（3）对于有些探井，地层压力很低，在打钻过程中一直伴随着井漏，固井时井漏极易发生，甚至是不能避免的，如何解决固井过程中水泥浆漏失的情况下返高不够的问题，以及失重对固井质量的影响是固井作业的又一个难点。
（3）高压调整井固井
吐哈油田调整井主要分布于鄯善弧型构造带上的鄯善、丘陵、温米油田，均为低孔、低渗型油气藏。
多年的注水开发已使地层物性与开发初期相比发生了根本的变化，长期注采的不平衡使储层孔隙压力、破裂压力均发生了改变。
加之储层均质性差、注水后憋压等原因，形成油层段局部地层异常高压，使得地层压力系统更加复杂。
而在钻井施工过程中，邻井注水井停注泻压存在很大困难，往往在实际工作中由于受到各种因素的制约，只能达到停注而不能泻压。
鄯善区块个别构造带，断层、裂缝发育，存在着严重的漏失。
调整井钻井过程中，油气侵、井涌机率上升，存在井喷隐患，易发生遇阻、划眼、遇卡、井喷、井塌等井下复杂和事故。
井漏是吐哈三大油田调整井复杂的主要表现形式，其原因主要是调整井地层压力升高后，钻井液密度随之提高，加之断层和裂缝发育，地层承压能力有限。
由于井漏使大量钻井液侵入大段泥页岩地层，造成水化膨胀，造成井眼失稳。
由于长期注水，在局部断快形成部分高压区，由于断层阻隔作用，注水井停注后泄压十分缓慢，地层压力逐年上升，钻井液密度逐年提高。
丘陵油田调整井钻井液密度普遍达到1.70，而地层漏失压力系数在1.80左右，致使安全钻井密度窗口越来越小给调整井钻井和固井造成困难。
高压调整井固井主要技术难点：
（1）在高密度钻井液条件下，无法实施环空憋压。
在完井钻井液密度不超过1.30g/cm3时，环空憋压后，表层套管脚最大需承受当量钻井液密度为1.98～2.00g/cm3。
但是，当完井钻井液密度超过一定值时，会导致憋漏套管脚或无法憋至设计压力，因而无法平衡地层压力，最终将形成层间窜通甚至候凝过程中溢流。
（2）注水形成的异常高压不能有效释放，直接影响油层段封固质量。
异常高压使得地层水与水泥浆不停置换，不但使水泥浆长时间处在一种低温不凝固条件下，同时动态不平衡导致二界面封固质量差，造成层间窜通，甚至导致井口溢流。
二、抗盐水泥浆体系应用及效果
在吐哈油田雁木西、神泉、葡北等盐膏层存在的区域，通过近几年的研究和实践，水泥浆体系由SQ（复合高分子聚合物）抗盐水泥浆体系发展到分散膨胀水泥浆体系，施工安全和固井质量得到了一定保障，但频繁发生固井复杂事故是从吐哈油田勘探开发以来所罕见的，严重影响了西部产能建设的顺利实施，也暴露了固井中存在的许多问题，因此，有必要认真分析事故发生的原因，研究相应的技术措施，避免此类事故的再度发生，以提高固井施工成功率和固井优质率，满足高效开发油田的要求。
1、盐膏层固井的思路
①研究开发抗盐水泥浆体系
使用综合性能良好的水泥浆体系是解决吐哈地区盐膏层固井的最主要的方法。
以前使用的SQ体系具有稠化时间短、水泥石收缩、水泥石韧性差、水泥石脆性大等缺点，没有得到推广应用。
新型的水泥浆体系除了具有良好的抗污染能力外，必须克服SQ体系的如上缺点。
②提高第二胶结面的固井质量
在提高水泥浆的顶替效率的基础上，提高二界面胶结质量，是解决雁木西地区环空、层间窜流的最主要方法。
要求水泥浆在一定受污染的范围内仍然能够凝固并具有一定的抗压、抗剪切强度，水泥石不收缩。
③井眼净化
神泉地区固井蹩泵的原因之一，是井底、大井眼滞留的沉砂被粘度切力相对大的水泥浆带起、聚集，最后在小井眼段堵塞，导致环空不返，泵压突然上升，处理不当即导致固井失败。
因此，必须在注水泥浆之前采取必要的措施保证井眼干净、畅通无阻。
井眼的净化包括下套管前的井眼净化和固井前的井眼净化，下套管前必须认真通井，修整井壁，起钻前以不小于的条件下循环泥浆，井下彻底干净后降低泥浆的粘度到设计值，起钻下套管。
套管到底后，先灌满泥浆，后接循环短节单凡尔开泵，破坏钻井液的结构力后，再增加凡尔量直到正常打钻排量。
井下钻屑彻底干净后，增加一个泵凡尔，在大于打钻排量的基础上循环一周，观察泵是否平稳，井口是否有大量钻屑被带出，一切正常后，再降低泥浆粘度切力到要求值。
2、抗盐水泥浆的发展
2004年，成功研究及推广应用了抗盐性能良好的新型抗盐水泥浆体系，很好的解决了长期存在的盐膏层固井的难题。
国外对盐水水泥浆外加剂的研究和应用起步比较早，50年代即有研究和应用实例。
60、70年代饱和盐水水泥浆的应用实例较多，而外加剂的研究进展比较缓慢。
80年代BeachHJ较系统地研究了盐对油井水泥的影响，ChatterjiJ申请了用CMHEC作为盐水水泥浆降滤失剂的专利等。
在封固盐层时主要采取使用饱和盐水及相应的外加剂（降滤失剂、消泡剂、调凝剂等）配浆的措施。
Slagle和Smith的研究结果表明，为防止地层的破坏，一般盐含量低达10%（与水的重量比）时就足够了。
但对普通外加剂而言，即使10%的盐水水泥浆，其施工性能都会显著恶化。
主要表现为流变性变差、水泥浆粘度急剧增加，滤失量难于控制等。
自八十年代后期以来，人们一直在研究性能更好的盐水水泥浆体系。
这些水泥浆体系应保持地层完整，并在适当的时间内产生强度以防止套管被挤压变形。
1988年Roe和Brown、Yearwood等人和Whisonant等人研制出了具有良好性能的盐水水泥浆外加剂系列并取得了较好的应用效果。
80年代至90年代世界各国发表了很多油井水泥降失水剂方面的专利，在诸多的专利文献中，介绍最多的是AMPS多元共聚物型降失水剂。
AMPS（2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸）是一种具有强阴离子性和水溶性官能团的不饱和聚合单体，具有良好的聚合活性，可与多种单体共聚。
AMPS中磺酸根的强水化性能及叔丁基的体积效应，使得AMPS在苛刻环境中（如高温、强电解质污染等）有很好的稳定性，并且分子中同时具有强的吸附基团（酰胺基）和强水化基团（磺酸根），使得用AMPS进行共聚合成的降失水剂能够具有优异的性能，特别是表现在抗高温、抗盐、抗高价金属离子等方面。
哈里巴顿等世界五大石油技术服务公司的许多最新开发的、性能优良的降失水剂都是含有AMPS的共聚物，为了使抗盐外加剂具有抗盐、耐高温等性能，提出抗盐外加剂的设计思路如下：
（1）在共聚物中引入水化能力强、对盐不敏感、耐温性能好的磺酸盐基团、链刚性基团和体积较大的屏蔽基团，使合成的高分子共聚物具有抗高温、抗污染和抗饱和盐水的能力；
（2）在共聚物中引入适量的强吸附基团，严格控制共聚物分子量的大小及吸附基团在分子链上的分布，使合成的高分子共聚物具有优异的降失水性能；
（3）通过有效控制共聚物分子量的大小和分布以及强水化基团的作用，使水泥浆具有良好的流变性能和稳定性能；
（4）通过选择合理的单体配比及聚合工艺，使合成的共聚物对水泥浆稠化时间和抗压强度无不良影响，具有广泛的通用性。
3、BXF抗盐水泥浆的室内研究及评价
（1）降失水性能
下图为水泥浆失水随降失水剂BXF加量的变化曲线：
图1水泥浆失水随BXF加量的变化
备注：
密度为1.90g/cm3的水泥浆配方：
天山G级（MSR）水泥+BXF+44%；
密度为1.50g/cm3的水泥浆配方：
天山G级（MSR）水泥+30%PZW增强剂+25%漂珠+BXF+70%水
图2水泥浆失水随温度的变化（嘉华G级水泥+4.0%BXF+35%硅粉
密度1.85g/cm3，130℃以上另加缓凝剂3.0%BXR）BXF可在很大的温度范围内使用，适用温度为30~180℃，掺量一般为2-6%BWOC，API失水通常小于100mL。
较高温度时通常要求掺量加大一些以达到相同的失水量，不过，即使水泥浆上下温差较大，使用BXF仍能保持较低的失水量，而不必改变其掺量。
对与吐哈油田的盐膏地层来说，温度范围在40～110℃，所以一般选择BXF降失水剂的加量在2.5%，失水可控制在100ml以内，对于水平井等特殊井，BXF降失水剂的加量在3.0%。
（2）稠化时间及抗压强度
图3BXF体系典型的超声波强度曲线
国内外采用天然的和合成的聚合物降低油井水泥浆失水量已有很多年了，一个最普遍的问题是具有较强的缓凝作用，导致水泥浆凝固时间过长。
BXF在使用温度范围内对水泥浆的凝固时间影响温和，在低温下具有轻度的速凝，而在较高温度时又不会显著改变凝固时间。
加有BXF及配套缓凝剂BXR的水泥石24h抗压强度一般都在18MPa以上。
图4BXF体系典型的静胶凝强度曲线
（3）抗盐性
图5不同盐浓度下失水随温度的变化（嘉华G级水泥+4%BXF，
密度：
10%NaCl—1.90g/cm3，18%NaCl—1.95g/cm3）
在水泥浆中加入氯化钠常常是有益处的，盐水水泥浆及钻井液和某些类型的地层较相容，如盐层和易塌的页岩井段。
然而，加盐到水泥浆中会使大多数降失水剂失效。
对于BXF水泥浆体系而言，虽然加盐会使失水量略有增大，但适当加大掺量便能很好地控制失水。
BXF具有很好的抗盐性，适用于各种浓度的NaCl盐水水泥浆中。
（4）通用性
表2-1加有BXF，BXR的不同配方水泥浆的性能表
配方
硅粉加量
%
外加剂加量
%
水泥浆密度
g/cm3
失水温度
压力
℃×MPa
滤失量
mL
稠化
温度
压力
℃×MPa
稠化
时间
min
养护温度
压力
℃×MP
24h
抗压
强度
MPa
BXF
BXR
1
35
2.3
0.275
1.90
85×45
170
2
35
2.3
0.35
1.90
85×6.9
75
85×45
298
121×20.7
21.2
3
35
4
0.20
1.90
85×6.9
39
85×45
278
121×20.7
18.2
4
35
5
0.20
1.90
93×6.9
34
93×45
237
130×20.7
22.0
5
35
5
0.30
1.90
110×50
188
6
35
5
0.60
1.90
110×50
202
7
35
5
0.80
1.90
110×6.9
66
110×50
323
8
35
5
0.83
1.90
118×55
230
149×20.7
21.8
9
35
5
0.90
1.90
130×60
133
10
35
5
1.33
1.90
130×60
158
11
35
5
1.83
1.90
130×6.9
96
130×60
240
161×20.7
21.0
12
35
5
2.0
1.90
150×70
190
13
35
5
2.5
1.90
150×70
241
14
35
5
2.8
1.90
150×6.9
130
150×70
285
174×20.7
18.0
注：
外加剂及外掺料加量均为占水泥重（BWOC）。
利用抗盐水泥浆降失水剂BXF，缓凝剂BXR等外加剂可调节不同情况下的水泥浆的失水和稠化时间等性能，可设计用于多种水泥浆配方，能适用于不同温度，不同施工压力；且水泥浆配方结构简单，容易配置，水泥浆流变性能良好，具有很好的通用性。
图6：
典型的水泥浆稠化曲线（110℃，50MPa）
嘉华G级水泥+35%硅粉+5%BXF-200L+0.34%BXR-200L，1.85g/cm3
（5）水泥石膨胀性能
油井水泥浆体体积减缩主要发生在过渡时间结束以后，总体积收缩在5%～14%，这是水泥的先天缺陷，在水泥浆注入环空后的体积收缩导致二界面胶结不良，有可能引起油、气、水窜，影响固井质量。
有下表可见，BXF水泥浆体系在凝结过程中具有微膨胀性能，这种微膨胀可以补充水泥浆由于失重造成的压力失衡，它的这种良好的性能可保证水泥浆在环空中的防窜性能，而且在抗压强度上，明显高于其他水泥体系，对固井质量很有益处。
表2-2水泥石膨胀性能评价表
配方
2d尺寸，cm
膨胀率，%
15d尺寸，cm
膨胀率，%
抗压强度，KN
抗压强MPa
1
5.110
5.110
0.59
5.083
5.102
0.25
43.20
16.74
5.080
5.070
-0.10
5.068
5.080
-0.12
47.00
18.22
2
5.150
5.150
1.38
5.150
5.148
1.36
113.50
43.99
5.162
5.120
1.20
5.088
5.086
0.14
114.00
44.19
3
5.028
5.036
-0.94
5.000
5.020
-1.38
65.00
25.19
5.076
5.060
-0.24
5.050
5.054
-0.55
60.00
23.26
4
5.130
5.260
2.26
5.256
5.254
3.44
70.00
27.13
5.226
5.276
3.37
5.200
5.194
2.30
69.00
26.74
5
4.920
4.960
-2.76
4.910
4.950
-2.95
54.00
20.93
4.920
4.948
-2.87
4.910
4.910
-3.35
38.00
14.73
6
5.160
5.158
1.56
5.158
5.134
1.30
82.00
31.78
5.198
5.140
1.75
5.136
5.170
1.44
84.00
32.56
配方1：
天山G级（MSR）水泥+4.0%E17C+0.5%USZ+0.10%消泡剂
配方2：
天山G级（MSR）水泥+3.0%BXF-200L+1.0%BAS-1+0.10%消泡剂
配方3：
天山G级（MSR）水泥+44%水
配方4：
天山G级（MSR）水泥+1.20%TW200S+0.40%KQ-B-1+0.70%USA+0.10%消泡剂
配方5：
天山G级（MSR）水泥+40%漂珠+50%PZW-A+5.0%微硅+3.50%TD
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